2022年1月,国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号),指出我国新一轮电力体制改革已取得了诸多成效,但电力市场体系仍存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。为进一步推进电力市场在提升资源大规

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由现货基本规则两种结算方式浅析中长期交易与现货市场的衔接

2023-10-26 17:25 来源: 中国电力企业管理 作者: 张婷婷

2022年1月,国家发改委、国家能源局印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》(发改体改〔2022〕118号),指出我国新一轮电力体制改革已取得了诸多成效,但电力市场体系仍存在体系不完整、功能不完善、交易规则不统一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。为进一步推进电力市场在提升资源大规模优化配置、畅通国内资源共享互济上发挥更大作用,国家能源局在2022年11月25日顺势出台《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》,并经过近10个月的广泛征询意见和相关主体周密讨论后,于近日下发《电力现货市场基本规则》正式稿(简称“《基本规则》”),标志着我国电力现货市场建设由地方试点的实践探索正式转入在全国层面的推广。《基本规则》虽篇幅不长,但充满亮点,本文将从“第八章 市场结算”给出的差价合约和偏差结算两个结算公式切入,浅谈《基本规则》定义结算公式将如何在进一步推动中长期与现货的衔接中发挥重要作用。

(来源:微信公众号“中国电力企业管理” 作者:张婷婷)

现货市场下中长期合同的三要素

现货市场环境下,中长期交易为市场主体提供了规避现货价格风险的手段,一般情况下市场主体通过中长期双边交易锁定价格,保证其正常收益。中长期市场规避风险的对象是现货市场出清的电能量商品(不同节点、不同时间的能量)。例如,以节点边际电价为基础的美国PJM电力现货市场,通过全电量优化,在现货市场中产生了具有位置信息和时间信息的节点价格。因此,为保证中长期与现货交易的衔接,市场主体签订的中长期电力交易合约必须明确以下要素:交货节点、交货时间和交货量。

在过去大用户直接交易模式下,中长期合约要素主要包括交易主体、合约起止时间、合约电量、合约价格等。而在现货市场环境下,为实现中长期交易与现货市场的有效衔接,中长期合约要素还应包括交割结算节点、分时电力曲线及价格等要素。

交割结算节点:在基于节点价格的电力现货市场中,发电侧按所在节点价格结算,用户侧按所在负荷区域的区域价格结算。也就是说,标的物具有位置属性,不同位置的标的物价格不一样。交易中双方的实际发电和负荷往往不是在电网的同一个节点上,而每个节点的电价又不一样,因此合同中一般都约定一个交割结算节点作为中长期交易的交货节点。美国市场中,交割节点和负荷服务商的实际负荷节点间的节点价差一般由用户承担。

分时电力曲线:中长期合同往往会规定时间跨度较长的交易产品,如一个月、一季度、一年等,而电力现货的结算价格通常以半小时或一小时为单位变化,中长期合同的交割也要与现货市场结算周期一一对应,说明中长期标的物的价值具有时间属性,不同时间的标的物价格不同。

中长期合同分时电力价格:明确交货节点、交货时间和交货量后,才能明确中长期合同所对标的交割点的现货价格。最后,根据该位置和该时间的价格与交货量的乘积便能对中长期合同进行结算。

结算参考点与结算的关系

目前,国内大多数现货市场试点地区选择“全电量优化+节点电价”的集中式市场模式。节点电价体系下,电力作为一种可以交易的商品,一般是在一个点生产,通过输电线路输送到另一个点去使用,但由于线路阻塞的原因,电能在不同节点处具有不同价格,即生产点的价格可能与使用点的价格不同,由此产生了电能空间价值差。而中长期合同作为规避价格波动风险的工具,结算时需要确定合同是规避生产节点的价格波动风险,还是用电节点的价格波动风险,也就是需要明确这份带曲线的中长期电力合同,在约定时间点是在生产节点交割还是在用电节点交割。当两个点的价格相同时,选择在何处交割在结算费用上没有影响;当两个点的价格不同时,中长期合同就需要选择一个交割结算点,一方面是为了签订中长期合同选择一个参考价格,即以交割结算点的现货市场出清均价为参考,确定中长期合同的分时电量和分时价格;另一方面是为了实现结算时费用平衡考虑,即同一参考点的合同可以叠加,不同参考点的合同不可以叠加。

差价结算与偏差结算

当前,我国电力市场处于起步阶段,用户对电力市场的理解有限,为保障平稳过渡,各现货试点地区普遍选择以发电侧节点加权平均电价作为统一结算参考点电价,蒙西现货市场选择以用户侧节点加权平均电价作为统一结算参考点电价。下面以某一现货市场为例,简述结算点对市场运营的影响。

将市场简化为中长期交易和日前现货市场,中长期合同结算参考点为发电侧节点加权平均电价。结算时有差价结算与偏差结算两种方式。

方式一:差价结算方式

应收电能量电费=日前全电量结算+中长期差价合约电费

日前电能量应收电费=∑(日前市场中标电量×日前市场出清电价)

中长期差价合约电费=∑[合约电量×(合约价格-中长期结算参考点现货电价)]

方式二:偏差结算方式

应收电能量电费=中长期合同电费+日前偏差电费

中长期合约电费=∑[合约电量×合约价格]

日前偏差电费=(日前市场中标电量-∑合约电量)×所在节点日前市场出清电价

方式一为标准的差价合约结算方式,普遍用于美国、澳大利亚等集中式市场,国内蒙西现货市场也采用该种方式,国内其他现货试点地区普遍采用方式二。原则上,作为现货市场的两种结算公式,应仅表现为计算方式的不同,结算金额应当完全相等,此时结算公式互为等效。但通过拆分公式可发现,上述两个公式并不完全等效,原因是方式二缺少了因输电阻塞导致的参考结算点和所在节点的空间价值差,即缺少了“合约电量×(所在节点电价-结算参考点电价)”。

为进一步说明,首先对用户侧结算参考点和统一结算参考点进行区分。由于我国电力现货市场建设尚处于初期,合约双方暂无法自行选择结算参考点,因此各地市场规则均定义了一个统一的结算参考点,并将用户侧的结算点定在统一结算点。从定义上看,统一结算点和用户侧参考节点是可以区分的,是两个概念,只是实际结算时,如蒙西现货市场表述为“初期,差价合约发用双方的结算参考点选取为电力用户所在区域的区域结算参考点”;山西现货市场表述为“用电侧采用统一结算点电价,即发电侧所有节点电价加权平权值”;山东现货市场表述为“售电公司、批发用户、电网代理购电以全市场发电节点的加权平均综合电价作为现货市场结算价格”。因此,在国内市场,对于用户侧来说,所在结算节点即结算参考点,“合约电量×(所在节点电价-结算参考点电价)=0”,方式一与方式二等效。

对于发电侧来说,中长期合约的交割点在结算参考点上,日前现货市场出清电量的交割点在其所在节点,而在有输电阻塞的情况下,发电企业所在的节点电价不等于统一结算参考点电价,即日前市场出清电量和合约电量不在同一交割点,价格不同,不能够直接叠加计算,此时需要向发电企业支付中长期交割结算点和发电企业实际节点间的空间价值差。

空间价值差(阻塞费用)=合约电量×(所在节点电价-结算参考点电价)

此时发电侧应收电能量电费=中长期合同电费+日前偏差电费+中长期合同部分对应的电能空间价值差

即,发电侧应收电能量电费=∑[合约电量×合约价格]+(日前市场中标电量-∑合约电量)×所在节点日前市场出清电价+∑合约电量×(所在节点电价-结算参考点电价)

此时,方式一与方式二才完全等效。上述完整的差价结算和偏差结算公式也对应《基本规则》给出的两种结算方式。

《基本规则》在结算环节对结算公式予以规范和完善,实现了中长期市场和现货市场的科学衔接,能够使市场主体对节点空间价值及中长期合约作为节点避险工具有更深刻的重视和理解,同时也将对理顺我国“中长期市场+现货市场”协同运行的市场体系产生十分重要的意义。

《基本规则》出台对全面推进

电力现货市场建设的重要意义

从第二轮电力体制改革至今已走过8年,从前期国家稳步推进,铺垫基础,培育了良好的市场氛围,创造了良好的政策条件和改革环境,紧接着到引入电力现货市场后,本轮电力体制改革才随着第一批试点地区的大胆探索和缜密部署,将电力现货市场由“纸上高楼”落实为“真金白金”结算的长周期运行,呈现多点齐放的欣欣向荣之景。

从现货市场建设探索的过程来看,其思路大体是,以各试点地区为责任主体,由当地政府主管部门和市场管理委员会成员结合当地的经济社会发展水平和资源禀赋状况,设计部署适应当地实际发展需要的电力市场机制和规则体系,并在国家的指导和帮助下不断更新,最终取得了现有的成效。但真正步入连续运行的试点范围有限,当前国内各地区市场建设进度步伐不一,对于进度较快的地区来说,部分关键问题需要从国家层面予以支持,而对于进度较慢的地区来说,如何建设市场、参照哪种模式建设,参照的都是各地经验,但电力市场建设是个庞大而繁杂的系统性设计,环环相扣,基于先进地区经验的借鉴参考也需要有总体把控。

因此,市场建设到了这一阶段,前期重点由各地夯基垒台、立柱架梁已取得突出成效,现在需要国家立足全局,引领改革实践,将好经验提炼升华形成制度或规则,使之可复制、可推广。《基本规则》的出台便是国家顺应大局发挥的关键一招,其内容是理论和实践的有效总结,将对开创我国电力现货市场建设发展新局面带来深远影响。

本文刊载于《中国电力企业管理》2023年09期,作者系电力从业者

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